Recent s-a manifestat în presa si societatea româneascã un val de entuziasm, optimism si certitudine în legãturã cu potentialul de gaze naturale din offshore de mare adâncime din zona economicã exclusivã a României de la Marea Neagrã.

Nu mai departe de anul trecut se manifesta acelasi optimism si fatã de exploatarea gazelor de sist. Însã dupã plecarea celor de Chevron, s-a lãsat o liniste asurzitoare pe subiect si poate cã ar fi utilã la un moment-dat o dezbatere despre cauzele care au dus la aceastã retragere.

Optimismul este necesar la momentul demarãrii unui proiect de explorare de hidrocarburi, esentialã este însã o atitudine realistã în privinta potentialului acestora si a riscurilor asociate.

Atunci când se vorbeste despre  provocãrile exploatãrilor offshore de mare adâncime, discutia se concentreazã îndeosebi pe aspectele fiscale, respectiv împãrtirea profiturilor între stat si investitori. Chiar dacã termenii fiscali joacã un rol important în decizia de investitie, existã si alti factori majori de care trebuie sã se tinã seama.

1. Productia offshore de mare adâncime este tot mai importantã pentru satisfacerea cererii globale de titei si gaze naturale

 

Analiza porneste de la proiectia evolutiei cererii globale de petrol[2] si a modalitãtilor de satisfacere a acesteia.

Se considerã cã piata globala de titei va continua sa fie una strânsã, în care cererea si oferta vor fi apropiate. Potrivit prognozelor Agentiei Energetice Internationale, cererea de titei va creste cu un ritm anual de 1% pânã în 2035 (vezi graficul 1), motorul cresterii reprezentându-l sectorul de transporturi. Satisfacerea cererii va necesita exploatarea resurselor din offshore, inclusiv a celor de mare adâncime, precum si a celor onshore neconventionale,  în conditiile declinului productiei din zãcãmintele conventionale, precum si din zãcãmintele offshore aflate în prezent în productie.

Grafic 1: Evoluþia cererii si ofertei globale de titei pânã în 2035 (sursa IEA)

 

Situatia este similarã în ceea ce priveste cererea de gaze naturale. Se estimeazã cã aceasta va creste la nivel global cu 65% pânã în 2035 si cã douã treimi din productie va proveni din zãcãminte neconventionale, inclusiv din zãcãminte offshore de mare adâncime (vezi graficul 2).

Grafic 2: Evoluþia cererii ºi ofertei globale de gaze naturale pânã în 2035 (sursa IEA)

 

Piata gazelor naturale va rãmâne una fragmentatã în 3 mari blocuri regionale: America, Europa si Asia – cu un element de legãturã, reprezentat de gazul natural lichefiat (circa 20% din ofertã) si care va contribui la conturarea unei piete globale.

Exploatãrile offshore au început sã devinã semnificative în anii 70-80, atunci când au fost descoperite si cele mai mari zãcãminte în apele de micã adâncime. Pe mãsurã ce rezervele mai usor de descoperit si exploatat au început sã se epuizeze, companiile internationale de petrol (Supermajors) s-au îndreptat spre ape tot mai adânci, iar ponderea gazelor naturale a început sã creascã în totalul descoperirilor. (vezi graficul 3).

Grafic 3: Tendinþa în offshore, tot mai adânc ºi tot mai mult gaz (sursa Bernstein)

 

De altfel, exploatarea zãcãmintelor offshore de mare adâncime este (cu exceptia Petrobras si Statoil) apanajul Supermajors, în conditiile în care acestea detin doar 10% din rezervele mondiale sigure de hidrocarburi, restul de 90% fiind detinut de companiile energetice nationale. Majoritatea rezervelor detinute de Supermajors sunt situate în zone de frontierã, cu costuri ridicate de extractie, în vreme ce companiile energetice nationale exploateazã în general zãcãminte conventionale, mai ieftin de exploatat – asa cum sunt cele din Orientul Mijlociu. Supermajors sunt de altfel lideri mondiali în materie de tehnologie de prospectiune si extractie, actionând ca o combinaþie între bãnci de investitii capabile sã mobilizeze resurse financiare substantiale în proiectele de explorare si exploatare si companii de tehnologie si de management de proiect, ce-si pãstreazã avantajul competitiv prin inovatie continuã. Poate tocmai de aceea Supermajors provin din spatiul economic anglo-saxon care este dinamic si competitiv, încurajând si recompensând inovatia.

 

Din punct de vedere al distributiei geografice, rezervele offshore de mare adâncime descoperite în ultimii ani sunt situate preponderent în zone dificil de explorat si de exploatat, cu provocãri mari (vezi harta 1). Spre exemplu, în zona arcticã (22 descoperiri recente) exploatãrile se fac în conditii extreme, sub banchiza de gheatã si la adâncimi mari, iar Golful Mexic (34 de descoperiri) este o zonã afectatã de uragane frecvente. Bazinul Santos (51 de descoperiri) este situat în mijlocul Atlanticului – între Brazilia si Africa, zonã afectatã de furtuni violente. Acest coridor lung de 500 mile si larg de 100 (adâncimea la care se aflã hidrocarburile este de 5000 de metri sub fundul mãrii) contine un zãcãmânt enorm unde se presupune ca ar exista 100 mld. barili de titei, ceea ce  la un pret al barilului de 60 $/baril, înseamnã aproximativ 6 mii mld. $, aproximativ 35% din PIB-ul actual al SUA. Un singur perimetru din zonã, Tupi, are rezerve estimate între 8 si 10 mld. barili echivalent petrol (bep). Dar mijlocul Atlanticului prezintã si alte provocãri cum ar fi adâncimea apei (peste 2500 metri) si distanta foarte mare de uscat. În aceeasi situatie sunt si exploatãrile din estul si vestul Africii (46 de descoperiri), situate în zone notorii pentru instabilitatea politicã si geopoliticã.

În Asia de Sud-Est, cele 17 descoperiri recente sunt într-o zonã cu temperaturã geopoliticã în crestere si cu dispute asupra zonelor economice exclusive, între China, Japonia, Vietnam, Malaiezia si Filipine.

Harta 1: Localizarea zãcãmintelor offshore de mare adâncime descoperite în ultimii ani  (sursa Arthur D. Little)

 

Se estimeazã cã rezervele de petrol din apele de mare adâncime ar fi de aproximativ 83o mld. bep, din care circa 70% nu au fost încã explorate (vezi graficul 4). Pânã în prezent s-au produs doar 75 mld. bep – sub 10% – si au fost dezvoltate alte 67 mld. bep. Sunt necesare investitii si eforturi considerabile pentru explorarea si dezvoltarea rezervelor estimate.

Nu este neobisnuit ca un proiect sã coste 8-10 mld. $, doar business plan-ul Petrobras pentru pentru dezvoltarea zãcãmintelor din Bazinul Santos fiind de 225 mld. $.  Proiectul de exploatare pentru zãcãmântul Tupi, cu rezerve de 8-10 mld. bep, amintit anterior, presupune o finantare de 7 mld. $.

 

Grafic 4: Inventarul resurselor de gaze naturale si de titei din apele de mare adâncime la nivel mondial (sursa Rystad Energy)

 

 2. Cresterea costurilor proiectelor offshore de mare adâncime

Investitiile în sector se concentreazã acolo sunt oportunitãtile, astfel, dintr-un total de investitii de peste 7000 mld. $ în sectorul de explorare si producþie în perioada 2011-2020, 40% vor fi alocate pentru explorãrile si exploatãrile offshore, din care 18% cãtre zonele de mare adâncime (vezi grafic 5), în medie 60-70 mld. $ pe an.

 

Grafic 5: Investitiile în proiecte de explorare si exploatare în apele de mare adâncime la nivel mondial în perioada 2011-2020 (sursa Arthur D. Little)

 

Acest lucru este reflectat si de evolutia numãrului de sonde de explorare si dezvoltare în apele de mare adâncime (vezi grafic 6), care au înregistrat o ratã anualã medie de crestere de 8% în ultimul deceniu. Chiar dacã recenta scãdere a pretului titeiului va duce la o încetinire a investitiilor, se estimeazã cã zona offshore de mare adâncime va continua sã atragã o parte importantã a eforturilor de explorare.

Grafic 6. Numãrul de sonde de explorare si dezvoltare în apele de mare adâncime la nivel mondial între 2005 si 2012 (sursa Arthur D. Little)

 

Investitiile în zonele de mare adâncime presupun costuri foarte ridicate. În timp ce o sondã de explorare în zona onshore maturã costã între 5-10 milioane $, ea poate sã ajungã pana la 100-180 de milioane $ în zona offshore de frontierã, si aceasta în conditiile în care probabilitatea de succes a acesteia din urmã este de aproximativ 20-25% (între 3 si 4 din 5 sonde de explorare forate sunt uscate sau descoperã resurse de hidrocarburi fãrã viabilitate economicã).

De asemenea, un rol important în cresterea costurilor sondelor de explorare de adâncime (circa 50%) l-a avut si înãsprirea cadrului de reglementare în urma accidentului platformei BP Deepwater Horizon din 2010 (vezi grafic 7).


Grafic 7: Costurile medii ale forãrii unei sonde de explorare în functie de tipul zãcãmântului (sursa Wood Mackenzie)

 

Exista însã sonde de explorare care au costat peste 250 de milioane $. Un  exemplu este sonda Pitanga sãpatã de BP în apele braziliene, care a fost abandonatã, dar care a costat compania 850 de milioane $, potrivit datelor din raportul anual 2014 al companiei.

Cresterea costurilor cu sondele de explorare este parte a unui trend mai general de crestere a costurilor de descoperire pe baril, cu o ratã anualã de 11% între 1999 si 2013 (vezi graficul 8).

 

Grafic 8: Evolutia costurilor de descoperire a unui baril de petrol echivalent. Crestere acceleratã a costurilor începând cu anul 2000 (sursa Barclays)

 

In zonele de mare adâncime se folosesc utilaje, platforme sau nave foarte scumpe. O nava autonomã, care poate sa foreze 50.000 de picioare de la nivelul marii pana la zãcãmânt poate sã coste în jur de 800 de milioane $ si se închiriazã cu 700.000 $ pe zi. Existã de altfel o piatã a închirierii de utilaje, platforme si vase de foraj în offshore care pânã recent a fost una extrem de strânsã, cu cerere mare si cu o ofertã relativ limitatã.

Asa cum s-a mentionat, Supermajors sunt foarte active în offshore de mare adâncime din dorinta de a-si mentine productia si rezervele. Aceasta necesitã investitii din ce in ce mai mari, asa cum se observã din analiza comparativã a cresterii cheltuielilor de capital la trei mari companii petroliere internationale – ExxonMobil, Royal Dutch Shell si Chevron (vezi graficul 9).

 

Grafic 9: Cresterea cheltuielilor de capital raportatã la evolutia productiei pentru ExxonMobil, Royal Dutch Shell si Chevron în perioada 2009-2013, sursa Wall-Street Journal

 

3. Ciclul de viatã al unui proiect de exploatare de titei si gaze naturale si caracteristicile investitiilor în sector

Ceea ce este caracteristic în general proiectelor de exploatare de titei si gaze naturale, si în mod deosebit a celor din zona de frontierã, este duratã lungã a investitiilor, valoarea foarte ridicatã a acestora si riscurile semnificative.

Graficul 10 prezintã ciclul de viatã al unui proiect offshore de mare adâncime, cu o duratã totalã de pânã la 30 de ani, împãrtitã în 3 mari faze (explorare, dezvoltare si productie).

În faza de explorare, care poate dura 4-5 ani, un investitor angajeaza costuri legate de studii geologice, sonde de evaluare, activitate de explorare, achizitie de albie de drepturi de exploatare, studii seismice, etc.

Ca exemplu, Shell a început sã se intereseze de potentialul de titei si gaze naturale din zona arcticã la sfârsitul anilor 80. A sãpat atunci câteva sonde care au identificat rezerve de gaze naturale în perimetrul Burger din largul coastelor Alaskai, dar care la acel moment nu aveau viabilitate economicã. Compania a reevaluat situatia la începutul anilor 2000 si a ajuns la concluzia cã în zonã s-ar putea descoperi si titei, asa cã în 2008 a achizitionat mai multe licente de explorare în aceleasi perimetre. Dupã alti sapte ani, Shell nu a sãpat încã nicio sondã de productie, însã a investit pânã acum în acest proiect 7 mld. $. [3]

Grafic 10: Ciclul de viatã al unui proiect de exploatare de titei si gaze naturale (sursa BERD)

 

Dacã în urma analizãrii datelor seismice, geologice si a rezultatelor sondelor de explorare se ia decizia de investitie, urmeazã faza de dezvoltare, de 2-3 ani, timp în care se implementeazã planul de investitii cu costuri foarte ridicate. În medie, timp de sapte ani de la începerea unui proiect de exploatare de titei si gaze naturale în ape de mare adâncime, acesta are numai iesiri de fluxuri de numerar si zero intrãri de venituri.

De exemplu, proiectul Ichthys din vestul Australiei, operat de japonezii de la INPEX ar urma sã exploateze unul dintre cele mai mari zãcãminte de gaze naturale descoperite în acea parte a lumii, are un buget de dezvoltare estimat la 34 mld. $. Practic, se doreste integrarea a trei mari zãcãminte gazeifere offshore, constructia unei facilitãti de procesare onshore pentru conversia în gaz natural lichefiat si conectarea acestora cu o conductã lungã de aproape 900 de kilometri. [4]

Un alt exemplu este proiectul Kashagan, din zona economicã exclusivã a Kazahstanului din Marea Caspicã. Acest zãcãmânt urias de gaze natural de 13.000 de milioane de bep recuperabili (dintr-un total estimat de 38.000 de milioane de bep) a fost descoperit în anul 2000 si a fost dezvoltat de un consortiu format din KazMunayGas, Eni, Royal Dutch Shell, Total, ExxonMobil, chinezii de la CNP si INPEX. Desi au trecut 15 ani de la descoperirea zãcãmântului, acesta nu a intrat încã în productie, estimându-se cã aceasta va începe abia din 2017 (costurile estimate ale proiectului sunt de peste 50 de mld. $, mergând chiar pânã la 100 de mld $).

Asa cum se vede în graficul 11, pentru proiectele în ape de mare adâncime productia începe în medie dupã aproximativ 7 ani de la demararea proiectului, spre deosebire de proiectele onshore si din ape mai putin adânci.

Odatã cu faza de productie, încep sã aparã si veniturile, iar primele profituri sunt generate cam dupã 10 ani de la demararea proiectului, respectiv 2-3 ani de la începerea productiei.

În faza de productie sunt si alte iesiri de fluxuri de numerar, reprezentate de taxe, redevente, impozite, dar si de cheltuieli operationale. La sfârsitul ciclului de viatã economicã al proiectului[5] existã costuri de închidere sau de abandonare a zãcãmintelor si de refacerea sau restaurare a zonei, inclusiv demontarea infrastructurii.

Grafic 11: Durata medie necesarã dezvoltãrii unor proiecte de exploatare de titei si gaze naturale (sursa Wood Mackenzie)

 

Asa cum se vede în graficul 10, la aprobarea planului de investitii, angajamentul financiar, care poate fi foarte semnificativ, devine practic irevocabil.

Asa cum s-a mentionat anterior, proiectele din sector, pe lângã necesarul de investitii semnificative si termenul lung de recuperare a acestora, se fac în conditii de risc. Înainte de analiza detaliatã a riscurilor s-ar impune câteva comentarii sintetice despre legãtura dintre riscul general si profitabilitatea cerutã de investitori.

În analiza investitionalã se ia în considerare riscul total al proiectului, care este dat de suma componentelor acestuia. Investitorii evalueazã riscul si rentabilitatea asteptatã a proiectului. Cu cât mai mare riscul, cu atât mai mare profitabilitatea asteptatã. Pentru optimizarea activitãtii prin diversificarea riscurilor, companiile din sector îsi constituie portofolii de proiecte.

Din acest punct de vedere, sectorul se aseamãnã cu industria farmaceuticã si cea aerospatialã si de apãrare, douã sectoare în care se fac de asemenea pariuri mari si riscante, pe termen lung, fie pe câteva molecule, fie într-un nou tip de aeronavã de transport sau de luptã.  Nu  toate proiectele reusesc, însã pentru cã existã un portofoliu, cele care reusesc trebuie sã compenseze si pariurile ratate. În toate situatiile, investitia se recupereazã numai dupã ani buni.

Având în vedere riscul total, este necesarã o ratã internã de profitabilitate a proiectelor offshore de mare adâncime de peste 15%, care poate ajunge însã pânã la 20%. Tinând seama de impactul asupra rezultatelor financiare al proiectelor esuate, rezultã o profitabilitate medie raportatã la capitalul Supermajors de peste 12% pe termen lung, în linie cu asteptãrile investitorilor într-un sector cu risc ridicat si nu semnificativ diferitã de profitabilitatea companiilor energetice nationale care exploateazã în general zãcãminte mult mai bogate si mai facile.

 

4. Riscurile proiectelor offshore de mare adâncime

 

Figura 1: Principalele riscuri în sectorul de titei si gaze naturale

 

Mai sus este prezentat tabloul celor mai semnificative riscuri din sectorul de titei si gaze naturale în ape de mare adâncime, componente ale riscului total. Fiecare dintre acestea va fi analizat pe scurt în cele ce urmeazã.

Incertitudinea privind potentialului resurselor. Cu toate dezvoltãrile tehnologiei, probabilitatea de a fora o sondã de succes este între 20-25%, ceea ce poate duce la esecuri costisitoare, sau, în altã lecturã, la experiente utile.

BP, care dupã accidentul din Golful Mexic a devenit foarte transparentã, mentioneazã în raportul anual 2014 nu mai putin de 12 exemple de sonde esuate – cea mai mare, deja mentionata sondã Pitanga din Brazilia. Alte exemple: Algeria (524 de milioane $), India (139 de milioane $), Golful Mexic (500 de milioane $), China (112 milioane $), Angola (110 milioane %) si Maroc (83 milioane $).

Un alt exemplu este Statoil, compania petrolierã de stat norvegianã, care a sãpat 3 sonde în zona arcticã în 2014, toate trei uscate.

Infrastructura si logistica pot sã reprezinte provocãri semnificative. Acestea sunt esentiale pentru a aduce petrolul în piatã. Existã zone în lume cu infrastructurã deja dezvoltatã, în primul rând conducte, cum ar fi Golful Mexic si Marea Nordului. Însã în noile zone de frontierã – mijlocul Atlanticului, zona arcticã, estul Africii sau zona Mãrii Negre – nu existã o astfel de infrastructurã.

În unele din aceste zone, spre exemplu mijlocul Atlanticului sau Africa de Vest, nu se poate construi o retea de conducte. În acest caz vor fi necesare capacitãti de stocare, procesare offshore si transport. Graficul 12 prezintã o structurã tipicã de productie în ape de mare adâncime.

Dacã pentru titei sunt suficiente tancuri petroliere de transport care sã preia productia si sã o transporte cãtre zonele de stocare de pe tãrm, pentru zãcãmintele de gaze naturale ce nu pot fi conectate cu tãrmul prin conducte, vor fi necesare facilitãti de lichefiere offshore.

Grafic 12: Structura de conducte de exploatare a unei nave de foraj marin, sursa ExxonMobil

 

În acelasi timp, aceasta reprezintã si o barierã de intrare. Cine o stãpâneste poate sã tinã competitorii la distantã. Cu exceptia Petrobras, marile companii energetice nationale nu au tehnologia necesarã pentru apele de mare adâncime. Inovarea are loc în economii în care concurenta este ridicatã.

Si în sfârsit, tehnologia poate fi un facilitator. Modul în care se exploreazã acum în apele de mare adâncime era de neconceput în urmã cu 20 de ani. Vasele, platformele de foraj, dar si tehnologia de prelucrare – toate au fãcut progrese enorme în ultimele douã decenii.

Pentru a întelege provocãrile tehnologice ar trebui spus cã unele zãcãminte se aflã la adâncimi totale de 9000 de metri sub nivelul mãrii (în ape adânci de 2000 de metri si la 7000 de metri sub fundul mãrii). Echipamentele amplasate pe fundul mãrii trebuie sã lucreze sub o presiune de 200 de atmosfere timp de 20 de ani. Aceasta în conditiile în care cele mai performante submarine nucleare nu coboarã la adâncimi mai mari de 500 de metri.

Cu toate evolutiile, tehnologia poate sã punã în continuare probleme. Astfel, explorãrile fãcute de Shell în apele arctice au fost întrerupte de douã ori ca urmare a cedãrilor de materiale. Navei de foraj Noble Discoverer i s-a defectat motorul, iar platformei Kulluk i s-au rupt cablurile cu care era tractatã si aceasta a esuat, fiind în cele din urmã abandonatã.[6]

Un exemplu foarte recent de risc legat de tehnologie este proiectul Chevron din Golful Mexic denumit Big Foot. Zãcãmântul este situat la 225 de mile sud de New Orleans în ape adânci de circa 1600 de metri si ar fi trebuit sã producã 75.000 de barili de titei si 675.000 mc  de gaze naturale pe zi. Platforma de productie, care are o înãltime de 130 de metri, urma sã fie ancoratã de fundul mãrii prin 16 tendoane (tuburi de otel cu diametrul între 61 si 81 de centimetri). Pe 1 iunie 2015, în timpul manevrelor de conectare la corpul platformei, 6 dintre tendoane si-au pierdut chesoanele care le asigurau flotabilitatea si s-au scufundat. Acest incident va afecta semnificativ calendarul de punere în productie si va genera costuri suplimentare pentru Chevron.[7]

De asemenea, conteazã din ce în ce mai mult si sistemele informatice necesare pentru procesarea si interpretarea datelor seismice si geologice, precum si a rezultatelor forãrilor. Spre exemplu, British Petroleum a dezvoltat la Houston, Texas, un centru de calcul cu o capacitate de prelucrare a datelor de 2,2 petaflops (suficientã cât sã efectueze 2.200 de trilioane de calcule pe secundã) în conditiile în care necesarul de putere de calcul al companiei a crescut de 20.000 de ori fatã de 1999.[8]

Riscul comercial si fluctuasiile presului petrolului. S-a constatat deja cã scãderea pretului petrolului a dus la oprirea multor proiecte offshore de mare adâncime. Potrivit unei analize Bernstein, în anul 2014 au fost demarate doar 39 de proiecte offshore (similar cu ce s-a întâmplat în perioada 2008-2009, la apogeul crizei financiare globale, când pretul petrolului se prãbusise la aproximativ 40$ pe baril), comparativ cu o medie de 58 în anii 2011 – 2013.

În noile conditii de piatã, esentialã este selectivitatea proiectelor, nu viteza de execuþie. Foarte multe companii îsi riscã o parte importantã din valoare, si chiar existenta, cu un singur proiect, de aceea este criticã alegerea atentã a proiectelor de investitii.

Nu doar volumul descoperirilor este important, ci si calitatea acestora, iar aceasta variazã foarte mult în functie de tipul de zãcãmânt. Spre exemplu, în provincia canadianã Alberta – 13 zãcãminte genereazã 13 tipuri diferite de petrol, valoarea acestora fiind evident diferitã în functie de calitate. [9]

Managementul de proiect. În pofida dezvoltãrii tehnologiei si a abilitãsilor de management avansate, multe dintre proiectele de explorare si exploatare înregistreazã întârzieri si depãsiri de costuri, în medie de 20%. Au fost oprite proiecte care pãreau cã au un potential foarte mare. Un exemplu îl reprezintã proiectul Shtockman, din zona arcticã, la care erau asociati Gazprom, Statoil si francezii de la Total. Proiectul prevedea exploatarea unui zãcãmânt situat la 600 km nord de peninsula Kola cu un potential estimat la 3.800 mld. mc de gaze naturale si 37 milioane de tone de gaz condensat. Descoperit încã din 1988, dezvoltarea proiectului a început efectiv abia în 2005, la momentul semnãrii unui acord între Rusia si Norvegia. Din mai multe motive însã – neîntelegeri între parteneri, depãsiri de costuri, lipsa perspectivelor de piatã, proiectul a fost oprit în 2012.

Riscurile de mediu. Este clasic de acum accidentul platformei operate de BP – Deepwater Horizon (vezi Figura 2). Acesta a costat pânã în prezent compania 40 mld. $ despãgubiri, iar litigiile nu sunt încheiate. Se vorbeste de despãgubiri care ar putea ajunge la 80 mld. $. Acest lucru s-a reflectat si în valoarea de piasã a BP, care s-a redus cu 20% dupã accident, în conditiile în care compania a oferit un nivel foarte ridicat de dividende pentru a-si pãstra actionarii. Se speculeazã chiar cã, urmare a acestui accident, BP ar putea fi o tintã de preluare pentru un alt Supermajor – fie ExxonMobil, fie Chevron.

Figura 2: Platforma DeepWater Horizon dupã accident

 

Aceasta din urmã are propriile probleme în urma unui accident de mediu ca urmare a unei deversãri de 4000 de barili în apele braziliene pentru care riscã sã plãteascã despãgubiri de pânã la 17 mld. $.

Dacã în cazul accidentului DeepWater Horizon s-a putut interveni pentru cã era oarecum aproape de tãrm în Golful Mexic, cum ar putea fi gestionatã o situatie similarã în mijlocul Oceanului Atlantic sau în zona arcticã?

Riscurile de mediu impun investitorilor utilizarea de tehnologie foarte performantã si prime de asigurare mari, ceea ce creste costul proiectelor.

Riscul reputational. Accidentele de mediu, controversele legate de împãrtirea profiturilor între guverne, investitori si comunitãti, protestele unor categorii sociale împotriva “big business” pot sã aibã, în conditiile comunicãrii globale, un impact semnificativ asupra reputatiei marilor companii din sector.

Riscuri politice sau geopolitice. Pentru cã multe dintre zãcãmintele din apele de mare adâncime sunt în zone complicate, acestea prezintã si riscuri politice si geopolitice ridicate. Africa de Est si Africa de Vest sunt notorii pentru instabilitatea politicã, iar zãcãmintele din zona arcticã, Asia de Sud-Est si Marea Neagrã sunt în zone cu temperaturã geopoliticã în crestere.

Riscuri fiscale. Sectorul e o tintã pentru guverne aflate în cãutare de venituri bugetare. Riscul fiscal creste mai ales dupã ce investitia a devenit irevocabilã si investitorul nu se mai poate retrage.  Modificarea termenilor fiscali pe parcursul derulãrii unui proiect poate afecta în mod semnificativ parametrii de profitabilitate, ba chiar viabilitatea proiectului. De aceea este esentialã adoptarea unor clauze de stabilitate si predictibilitate înainte de demararea proiectelor.

Termenii fiscali trebuie sã tinã cont de profilul zãcãmintelor si sã reflecte dificultãtile de extractie si aducere în piatã a resurselor. Nu se pot impune termeni fiscali similari exploatãrilor onshore cu cele de ape de mare adâncime, acelasi lucru fiind valabil si pentru zãcãmintele bogate, respectiv cele marginale. Se constatã cã la nivel global, în zonele cu risc total redus se practicã un nivel mai ridicat de impozitare, pe când în zonele cu riscuri ridicate, asa cum sunt si zãcãmintele offshore de mare adâncime, fiscalitatea este în general mai redusã (vezi graficul 13).

Partea care revine guvernelor din profitul unui zãcãmânt variazã între 15 ºi 95%, în functie de mai multi factori, iar unele state adoptã o fiscalitate moderatã pentru a atrage investitii, mai ales în zonele în care nu s-au înregistrat deocamdatã descoperiri semnificative (Irlanda, Maroc, zona arcticã).

Partea care revine guvernelor este în zona superioarã a intervalului în cazul zãcãmintelor simplu de exploatat, cu productie si profitabilitate mare si la care investitorii si-au recuperat deja investitiile.  De asemenea, se constatã o tendintã de crestere a ponderii impozitului pe profit în impozitarea totalã a companiilor din sector.

 

Grafic 13: Sistemul fiscal si nivelul de impozitare trebuie corelate cu profilulul riscului total

 

Riscuri de reglementare. Accidente precum Deepwater Horizon au generat modificãri ale cadrului de reglementare, care îl fac din ce în ce mai complex, si care duc la exploatãri mai sigure, dar cu costuri mai mari.

Riscul meteo. Acesta este ridicat în zona arcticã, unde sunt posibile foraje doar 3-4 luni pe ani în perioada verii, dar si în Golful Mexic, zonã cunoscutã pentru uraganele frecvente, vestul Australiei, mijlocul Atlanticului, ba chiar si Marea Neagrã, unde se pot înregistra furtuni violente. Un eveniment meteo major poate sã ducã la distrugerea instalatiilor, a infrastructurii si poate cauza probleme enorme de mediu.

Riscul terorist. Multe dintre perimetrele de exploatare offshore de mare adâncime sunt în imediata vecinãtate a zonelor de actiune ale organizatiilor teroriste -grupuri din delta Nigerului sau piratii din Cornul Africii. Riscurile teroriste sunt în crestere.

 

5. Exploatãrile offshore de mare adâncime din Marea Neagrã – studiu de caz Turcia

Se va analiza în continuarea situatia Mãrii Negre prin aplicarea criteriilor descrise anterior.

Pontul Euxin este considerat ca fiind potential o nouã mare a Nordului, regiunea cea mai importantã din punct de vedere energetic din Europa. Dar acest potential nu a fost deocamdatã confirmat, explorãrile fiind încã într-o fazã incipientã (circa 100 de sonde forate), descoperiri mai importante fiind fãcute pânã în prezent doar în blocul românesc Neptun. Toate statele riverane Mãrii Negre au proiecte de explorare, mai avansate fiind România, Turcia si, într-o oarecare mãsurã, Bulgaria (vezi harta 2). Proiectele de la Marea Neagrã au caracteristici similare cu cele descrise anterior, respectiv – costuri ridicate, o sondã de explorare costã 150 de milioane de dolari, cu probabilitate de succes de 20-25%.

Harta 2. Proiecte de explorare offshore din Marea Neagrã (sursa Schlumberger)

 

Marea Neagrã prezintã mare parte din riscurile generale descrise anterior, dar si unele specifice. Pentru cã s-au fãcut putine explorãri, topografia fundului Mãrii Negre este mai putin cunoscutã, ceea ce poate complica traseul conductelor. De asemenea, la adâncimi de peste 200 de metri se gãseste hidrogen sulfurat cu potential de coroziune mare a conductelor si echipamentelor. Pe fundul mãrii se gãseste hidrat de metan în cantitãti mari care poate fi periculos pentru exploatare prin ridicarea la suprafatã, cu risc de incendiu sau de reducere a flotabilitãtii navelor si echipamentelor.

În plus, în regiune sunt putine companii de servicii petroliere cu experienta necesarã pentru lucrãrile în zonele offshore de mare adâncime.

O altã particularitate a Mãrii Negre este faptul cã e aproape o mare închisã, cu acces greu prin Bosfor. Adâncimea minimã în Bosfor este de 50 de metri, iar podurile rutiere care leagã Europa de Asia la Istanbul au 64 de metri deasupra apei. Aceasta înseamnã cã platformele de foraj trebuie demontate pentru traversarea Bosforului si reasamblate ulterior, ceea ce mãreste semnificativ costurile (vezi figura 3).

Figura 3: Platforma Ocean Endevour traversând Bosforul, cu turla demontatã (sursa ExxonMobil)

 

De asemenea, riscul geopolitic a crescut foarte mult în ultima perioadã ca urmare a evenimentelor din Crimeea si estul Ucrainei.

În pofida potentialului ridicat de hidrocarburi al regiunii, activitatea de explorare în 2015 este mai putin intensã decât se anticipa, probabil din cauza riscurilor. Potrivit datelor Schlumberger (vezi grafic 14) în acest an vor opera sonde de explorare doar în apele de mare adâncime ale României si Turciei, si câteva în apele de micã adâncime ale Bulgariei.

Grafic 14: Numãrul de platforme de explorare în Marea Neagrã în 2015, exluzând Rusia si Georgia (sursa Schlumberger)[10]

 

În dezbaterea publicã din tara noastrã, accentul a fost pus pe zãcãmintele din zona economicã exclusivã a României, iar dominanta dezbaterii a reprezentat-o entuziasmul.

Experienta recentã a Turciei în privinta explorãrilor din Marea Neagrã este însã un bun exemplu pentru nevoia de realism.

Turcia, care are o economie dinamicã, este si cel mai important consumator regional de energie. Numai în 2014, Ankara a plãtit 60 mld. $ pentru importurile energetice de diverse tipuri. Pentru a-si satisface setea de resurse si a-si întãri securitatea energeticã (obiectivul este asigurarea independentei energetice pânã în 2023) Turcia a început sã exploreze intens atât în onshore convenþional, cât ºi în apele de mare adâncime din Mediterana ºi Marea Neagrã. În total, în 2014 s-au forat în Turcia, în principal pe onshore, 224 sonde de explorare ºi productie, cu o ratã de succes de 33%. Rata de succes pe onshore a fost mai mare, dar descoperirile au fost mult mai mici decât s-a sperat.

În offshore au fost identificate rezerve semnificative în Mediterana, însã acestea fiind localizate într-o zonã aflatã în disputã cu Ciprul si cu Israelul, nu s-a demarat încã exploatarea. În aceste conditii, Turcia s-a concentrat pe perimetrele din zona economicã exclusivã din Marea Neagrã, estimate de TPAO, compania petrolierã nationalã, ca având rezerve în offshore de 10 mld. bep si 1500 mld. mc de gaze naturale.

În vederea explorãrii perimetrelor din Marea Neagrã, Turcia a semnat 3 întelegeri în perioada 2009-2010 cu Chevron, ExxonMobil si Petrobras. Fiecare acord a presupus investitii de aproximativ 400-500 de milioane $, în douã sonde, însã rezultatele acestor explorãri au fost modeste.  Toate cele sase sonde de explorare au fost nereusite.

Astfel, în 2010, Chevron a anuntat cã se retrage temporar din Turcia si, potrivit unor surse, ar fi plãtit o clauzã de penalizare de 100 de milioane $. În 2011, ExxonMobil a abandonat de asemenea douã perimetre de explorare. În fine, Petrobras se aflã în acest moment în proces de închidere a operaþiunilor de explorare din zona economicã exclusivã a Ankarei.

În pofida acestor esecuri, Turcia nu a abandonat eforturile de explorare si, la începutul acestui an, TPAO a semnat cu Shell un contract de explorare în vestul Mãrii Negre. Cei de la Shell s-au angajat la investitii de circa 200 de milioane $ pentru sãparea unei sonde.

Ankara continuã eforturile de explorare, iar acestea se vor concentra pe perimetrele din zona economicã exclusivã a Turciei din vecinãtatea blocului Neptun, unde ExxonMobil si OMV Petrom au identificat rezerve semnificative de gaze naturale.

Turcia este un exemplu concludent despre riscurile si incertitudinea aferentã activitãþilor de explorare din apele adânci ale Mãrii Negre si care confirmã statisticile.

Concluzii

Exploatãrile offshore de mare adâncime sunt esentiale pentru acoperirea cererii de titei si gaze în viitor. Costurile si riscurile asociate unor astfel de proiecte sunt ridicate si se fac pe termen lung. În plus, viabilitatea acestora este afectatã de reducerea pretului petrolului. Existã un drum lung de la sãparea unei sonde de explorare de succes pânã la comercializare.

De aceea foarte putine companii dispun de tehnologia, forta financiarã si capacitatea de management de proiect necesarã pentru asemenea proiecte.

Potentialul Mãrii Negre, chiar dacã existã, pânã în prezent nu a fost confirmat. Exemplul Turciei aratã cã incertitudinea privind potentialul resurselor nu este o vorbã goalã, România, cu descoperirile din perimetrul Neptun, fiind mai degrabã o exceptie.

De la proiectele riscante, inclusiv de la cele din Marea Neagrã, investitorii asteaptã o profitabilitate ridicatã. Dacã nu pot obtine profitabilitatea corespunzãtoare riscului total, investitorii mari s-ar putea sã nu fie interesati de un anumit proiect. În acestea situatii însã pot sã aparã investitori care nu au ca obiectiv profitul, ci interese geopolitice.

Pentru a se ajunge la mult discutata situatie win-win-win, din care sã aibã de câstigat atât societatea, cât si statul si investitorii, este nevoie de înlãntuirea fericitã a multor factori. Materializarea unui singur risc major poate rupe lantul proiectului, pentru cã tãria unui lant este datã de tãria celei mai slabe verigi. De aceea este nevoie de optimism rezonabil, dar si de realism, în privinta proiectelor offshore de mare adâncime din Marea Neagrã.

 


[1] Articolul de fatã reflectã strict opinia autorului si nu implicã cu nimic pozitia PwC România;

[2] În articolul de fatã termenul petrol este folosit pentru a desemna productia de titei si gaze naturale;

[3] Ed Crooks, Shell ready to seize its Arctic drilling chance, in Financial Times, 26 May 2015;

[4] http://www.inpex.com.au/our-projects/ichthys-lng-project/ichthys-at-a-glance/;

[5] Limita viabilitãtii economice a proiectului este atinsã atunci când fluxurile de numerar nete din exploatare devin negative (n.a);

[6] Ed Crooks, Shell ready to seize its Arctic drilling chance, in Financial Times, 26 May 2015;

[7] Chevron says production at Big Foot field delayed – http://www.reuters.com/article/2015/06/02/chevron-gulfmexico-idUSL3N0YO1BH20150602;

[8] PwC – Driving Value in Upstream Oil and Gas, http://www.pwc.com.au/industry/energy-utilities-mining/assets/Driving-Value-Upstream-O-G-Nov13.pdf;

[9] Darryl Egbert, Commercionalization Challenges for Offshore Resources, ExxonMobil, 2015;

[10] Cifrele prezentate sunt cu zecimalã pentru cã unele platforme de explorare nu actioneazã pe întreg parcursul unui trimestru, n.a.;

 

Tags: , , , , , , , ,